OPTIMIZATION OF CARBONATE RESERVOIR WELL TESTING

Anastasiya E. Davydova; Давыдова Анастасия Евгеньевна; Aleksandr A. Shchurenko; Щуренко Александр Александрович; Nikita M. Dadakin; Дадакин Никита Михайлович; Artyom D. Shutalev; Шуталев Артем Дмитриевич; Bronislav B. Kvesco; Квеско Бронислав Брониславович

doi:10.15593/2224-9923/2018.2.3

ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ КАРБОНАТНОГО КОЛЛЕКТОРА

Авторы: Давыдова А.Е.¹, Щуренко А.А.¹, Дадакин Н.М.¹, Шуталев А.Д.¹, Квеско Б.Б.¹
Учреждения:
1. Сибирский федеральный университет
Выпуск: Том 17, № 2 (2018)
Страницы: 123-135
Раздел: Статьи
URL: https://ered.pstu.ru/index.php/geo/article/view/1187
DOI: https://doi.org/10.15593/2224-9923/2018.2.3
Цитировать

Аннотация
Полный текст
Об авторах
Список литературы
Статистика

Аннотация

В статье была поставлена цель разработать дизайн гидродинамических исследований скважин для оптимизации времени проведения исследований и сокращения периода их остановки на этапе опытно-промышленной эксплуатации; подтвердить экономическую эффективность представленной методики. Объектом исследования выступили скважины Т-23, Т-361, Т-388 месторождения A, продуктивные отложения которого преимущественно представлены кавернозно-трещиноватыми карбонатными породами рифейского возраста. В ходе работы был выполнен анализ публикаций по исследуемой проблеме; проведены промысловые гидродинамические исследования скважин, вскрывающих низкопроницаемый карбонатный коллектор; выполнено моделирование гидродинамических исследований, проведены сравнительные расчёты по обработке результатов с помощью программного комплекса Saphir компании KAPPA Engineering. Приведены результаты разработки дизайна гидродинамических исследований в условиях карбонатного коллектора. Проанализированы данные гидродинамических исследований для 12 скважин, эксплуатирующих рифейские карбонатные отложения, за период 2005-2008 гг., представлены результаты по трем скважинам: Т-23, Т-361, Т-388. Приведены пример расчета времени стабилизации при исследовании скважины методом установившихся отборов, а также оценка оптимального времени регистрации кривой восстановления давления. Кроме того, выполнено сравнение стандартной методики, которой руководствуются при испытании скважины - «РД 153-39.0-109-01. Методические указания по комплексированию и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений», - с методикой, представленной в статье. На основе данного сравнения была установлена экономическая эффективность.

Ключевые слова

гидродинамические исследования скважин, кривая восстановления давления, дизайн, длительность исследования скважины, режим работы скважины, карбонатный коллектор, нефтегазовое месторождение.

Полный текст

Введение В мировом балансе энергоносителей доля углеводородов, сосредоточенных в карбонатных коллекторах, играет все более существенную роль. Запасы нефти, приуроченные к карбонатным коллекторам, с содержанием в них вязкой и высоковязкой нефти к настоящему времени составляют в мире более 30 % от всех разведанных запасов [1-4]. В России запасы нефти в таких коллекторах составляют более 50 % от всех запасов. Наиболее крупными активами с такими залежами являются восточный участок Оренбургского месторождения, Куюмбинское и Западно-Чонское месторождения в Восточной Сибири, проект «Бадра» в Ираке, Приразломное месторождение на шельфе Печорского моря [5-6]. В статье рассматривается месторождение A, продуктивные отложения которого преимущественно представлены крепкими трещиноватыми карбонатными породами рифейского возраста. Рифейские отложения сложены в нижней части терригенными отложениями (зелендуконская и вэдрэшевская толщи), перекрытыми глинисто-карбонатными отложениями мадринской толщи. Выше залегает около 2500 м отложений преимущественно карбонатного состава, состоящих из чередования карбонатных пачек толщиной около 500 м каждая и глинисто-карбонатных пачек, толщина каждой из которых составляет порядка 100-200 м. Карбонатные пачки на 90-95 % представлены доломитами и на 10-5 % - прослоями аргиллитов. В глинисто-карбонатных пачках прослои аргиллитов занимают от 30 до 70 % общей толщины. Мощность прослоев аргиллитов изменяется от миллиметров до нескольких метров [7]. В процессе формирования карбонатных пород-коллекторов решающее значение имеют как условия образования осадков, так и вторичные постседиментационные преобразования карбонатных пород. По совокупности геохимических признаков условий осадконакопления формирование свиты месторождения A предположительно происходило в морских опресненных условиях со значительными локальными влияниями пресноводных масс. Формирование емкостного пространства в карбонатных породах осуществлялось на всех стадиях литогенеза. Первичная седиментационная структура карбонатных осадков предопределяет дальнейшее развитие постседиментационных процессов, что в совокупности окончательно формирует ёмкостные и фильтрационные свойства карбонатных пород. Первичная пористость в органогенных постройках значительно выше, чем в тонкозернистых иловых осадках, и обусловлена наличием пустотного пространства в строматолитовых и водорослевых доломитах. Плотная упаковка первичных седиментационных илов и отсутствие органических остатков предопределяют их низкую пористость. Матрица практически непроницаема, и ее пористость находится в пределах 0,1-1 % [8-11]. Следует отметить значительное влияние трещиноватости на условия фильтрации флюидов в карбонатных породах венда и рифея. Этим обусловлено преимущественное развитие в них коллекторов сложного типа: трещинно-поровых, порово-трещинных, трещиновато-кавернозных [12-13]. Трещиноватость является одним из факторов, способствующих не только фильтрации углеводородов, но и образованию вторичной емкости [14-15]. Многочисленными исследованиями, проведенными во Всероссийском нефтяном научно-исследовательском геолого-разведочном институте (ВНИГРИ), установлено, что густота трещин с глубиной не возрастает, но увеличивается ее роль в формировании фильтрационно-емкостных свойств. С глубиной возрастает и значение трещин как основных путей фильтрации. Как показывают результаты исследований, емкость трещин крайне низкая и в сильно трещиноватых породах не превышает 0,03-0,05 % [16]. Поэтому трещины не являются, а служат в основном путями фильтрации углеводородов и косвенно принимают участие в образовании вторичных пор выщелачивания. Вторичные поры выщелачивания, развитые вдоль открытых трещин, составляют 0,5-2,5 %, в сильно трещиноватых породах достигают 5-6 % [17]. Дизайн гидродинамического исследования В табл. 1 представлены основные геологические характеристики месторождения A. A относится к месторождениям очень сложного геологического строения со следующими характеристиками: - высокая степень литолого-фациальной неоднородности; - значительная дезинтегрированность; - изотропия фильтрационных свойств; - интенсивный обменный поток жидкости между трещинами и матрицей. Таблица 1 Геологические характеристики месторождения A Параметр Характеристика Фазовое состояние Нефтегазоконденсатная Тип залежи Массивная, тектонически экранированная Тип коллектора Литологический состав Карбонатный По типу пустотного пространства Кавернозно-трещинный Данные параметры являются причиной недостижения радиального режима фильтрации. С одной стороны, радиальное течение может «маскироваться» влиянием эффекта ствола скважины либо линейным течением в случае скважины с трещиной. С другой стороны, радиальный режим притока может быть искажен проявлением следующих граничных условий: - интерференция с окружающими скважинами; - геологический разлом, фациальное замещение (наличие непроницаемой границы); - процессы, происходящие в стволе скважины; - газовой шапки (границы постоянного давления). Вследствие сложного характера потоков интерпретация результатов ГДИ в условиях карбонатного коллектора является непростой задачей. С целью устранения неоднозначности получаемой информации в данной статье предлагается разработка комплексного подхода к моделированию процесса проведения исследований и прогноза получаемых данных с помощью дизайна. Данный метод позволяет: - прогнозировать длительность работы в определенном режиме; - прогнозировать длительность остановки на кривой восстановления давления (КВД), при этом общая продолжительность ГДИ определяется с учетом наименьших потерь времени эксплуатации скважин и добычи углеводородов; - учитывать технические и технологические условия проведения работ; - определить наиболее часто проявляющиеся факторы и принять меры по уменьшению их негативного влияния на проведение ГДИ; - оценить возможности получения фильтрационно-ёмкостных свойств (ФЕС) пласта и параметров скважины по КВД; - оценить потери по добыче нефти. В статье приводятся результаты анализа данных исследований трех добывающих скважин, которые вскрыли продуктивный горизонт, представленный карбонатными отложениями рифейского возраста. В 2018 г. на месторождении A в рамках проекта пробной эксплуатации планируется переиспытание скважин Т-23, Т-361; Т-388 с проведением ГДИ методом установившихся отборов и методом неустановившейся фильтрации (регистрация забойного давления после остановки скважины). После проведения ГДИ планируется запуск скважины в пробную эксплуатацию. Разработка дизайна гидродинамических исследований осуществлялась в программном продукте Saphir пакета Ecrin компании KAPPA Engineering [18]. В качестве исходной информации используются следующие данные: 1. Характеристика скважин-кандидатов Первые гидродинамические исследования скважин Т-23, Т-361; Т-388 проводились в 2007 г. Вторичное вскрытие выполнено кумулятивной перфорацией ПКО-89С, плотность прострела для скважины Т-23 составила 14 отверстий/погонный метр, для скважин Т-361 и Т-388 - 20 отверстий/погонный метр. Для вызова притока было проведено несколько циклов свабирования с созданием депрессии до 35 % от пластового давления, после чего скважина перешла в режим фонтанирования. Для формирования дизайна исследования была использована реальная работа скважин. В табл. 2 представлены основные параметры скважин-кандидатов. Таблица 2 Характеристика скважин Параметр Характеристика Скважина Т-23 Т-361 Т-388 Назначение Разведочная Разведочная Разведочная Тип Вертикальная Вертикальная Вертикальная Дебит, м3/сут 182,8 309,0 136,0 2. PVT-свойства флюида, параметры пласта В табл. 3, 4 представлены свойства флюидов и параметры пласта. Таблица 3 Свойства флюидов Параметр Ед. изм. Т-23 Т-361 Т-388 Начальное пластовое давление кгс/см2 216 200,6 200,6 Вязкость пластовой нефти μo сПз 1,332 1,06 1,06 Объемный коэффициент нефти Bo доли ед. 1,288 1,465 1,465 Плотность нефти (пластовые условия) ρo п.у г/см3 0,714 0,7 0,7 Плотность нефти (стандартные условия) ρo с.у г/см3 0,822 0,825 0,825 Полная сжимаемость Сt 1/МПа·10-4 18,3 18,3 18,3 Таблица 4 Параметры пласта Параметр Ед. изм. Значение Эффективная толщина пласта Hэфф М 93,2 Средняя пористость коллектора φ доли ед. 0,01 3. Подбор оборудования Для проведения ГДИ предполагается использование прибора «САМТ-02». Данный глубинный манометр-термометр предназначен для регистрации значений давления и температуры по стволу скважины и изменения их во времени в любой точке, например, на забое при снятии кривой восстановления давления [19]. Основными преимуществами прибора являются: - скоростной режим замера для обеспечения оперативности исследования; - регулирование режима работы и передача данных без разборки корпуса. В качестве исходных данных для формирования дизайна исследования использовались характеристики оборудования, приведенные в табл. 5. Таблица 5 Краткие технические характеристики «САМТ-02» Параметр Ед. изм. Значение Диапазон измерения давления МПа 0-60 Предельно допустимые условия эксплуатации °С -40...+125 Минимальная дискретность измерения c 1/128 Время непрерывной работы от свежей батареи Ед. До 1 года Разрешающая способность по давлению МПа 0,0001 Максимальная скорость записи с 1 Погрешность измерений давления от полной шкалы % 0,15 4. Формирование программы исследований В статье рассматривается дизайн индикаторной диаграммы (ИД) с прямым и обратным ходом методом монотонно-ступенчатого изменения дебита. В основе всех модификаций вариантов исследования с помощью ИД лежит метод установившихся отборов. Обязательными требованиями к проведению исследований методом установившихся отборов являются полное восстановление давления в ходе остановки скважины и полная стабилизация на режиме [20]. Известно, что в случае низкопроницаемых коллекторов такой процесс требует длительного времени. Исследуются четыре режима прямого хода (с минимального штуцера), остановка на КВД и два режима обратного хода. Режимы обратного хода применяются для контроля очистки скважины и ухудшения свойств призабойной зоны. Запись КВД после окончания прямого хода целесообразна, так как на последнем режиме прямого хода происходит работа с максимальным дебитом, что обусловливает максимальное значение производной давления при КВД. Таким образом, создаются наиболее благоприятные условия для очистки забоя от жидкости и механических примесей, что обеспечивает хорошее качество КВД [21-26]. При проведении исследований для рассматриваемых скважин месторождения A методом установившихся отборов время стабилизации рассчитывается по формуле где Rk - радиус контура питания, или половина расстояния до соседних скважин, м; χ - пьезопроводность пласта, м2/с. Оценка продолжительности работы скважины на каждом режиме осуществляется на основе выхода скважины на установившийся режим. Коэффициент пьезопроводности пласта рассчитывается по формуле где k - проницаемость пласта, м2; µ - динамическая вязкость пластового флюида, Па·с; β* - упругоемкость пласта, Па-1. В качестве исходных для построения дизайна приняты данные ГДИ, проведенного в 2007 г. (проницаемость, влияние ствола скважины, дебит) [27]. При моделировании использовано нейтральное значение механического скин-фактора, равное 0. В табл. 6 представлены исходные данные и расчетное время, необходимое для работы скважины на каждом режиме. Таблица 6 Рекомендуемые режимы работы скважины Технология Штуцер, мм Длительность, ч Расчетный дебит, м3/сут Скважина Т-23 Очистка ПЗП 10 24 149,8 КВД Прямой ход 6 42 64,9 8 42 113,2 10 42 149,8 12 42 182,8 КВД Обратный ход 10 42 149,8 8 42 113,2 Скважина Т-361 Очистка ПЗП 10 24 216 КВД Прямой ход 6 17 121,9 8 17 166,1 10 17 216 12 17 309 КВД Обратный ход 10 17 216 8 17 166,1 Скважина Т-388 Очистка ПЗП 10 24 123 КВД Прямой ход 6 19 70 8 19 93 10 19 123 12 19 136 КВД Обратный ход 10 19 123 8 19 93 На рис. 1 представлены модели дизайна исследований скважин Т-23, Т-361, Т-388. Согласно результатам проведенного моделирования, для получения качественной ИД нужна работа скважины на каждом режиме (без учёта времени, необходимого для смены режима) не менее: - 42 ч для скважины Т-23; - 17 ч для скважины Т-361; - 19 ч для скважины Т-388. В результате численного моделирования были получены диагностические графики КВД. На рис. 2 представлен детализированный график для скважины Т-23. Согласно выполненному моделированию, время окончания влияния ствола скважины составило 12 часов, начало выхода на радиальный режим течения диагностируется спустя 35 часов. С целью получения корректных результатов при интерпретации КВД на скважине Т-23 длительность радиального режима должна составить не менее 1/2 логарифмического цикла. С учётом указанного условия длительность регистрации КВД составит порядка 100 часов (4 суток). В результате выполненного дизайна был проведен тщательный анализ исходных данных и произведено численное моделирование поведения забойного давления для скважин Т-23, Т-361, Т-388 (рис. 3). По результатам моделирования рекомендованная продолжительность исследования составляет: - Т-23 - 100 ч; - Т-361 - 40 ч; - Т-388 - 35 ч. Также в рамках данной работы удалось провести сопоставление дизайна исследования с реальными результатами испытания для скважины Т-23. Необходимо отметить, что регистрация кривой восстановления давления проводилась в течении 144 ч в соответствии с рекомендациями, указанными в РД 153-39.0-109-01. На полученном диагностическом графике математического моделирования КВД в билогарифмических координатах наблюдается длительный период влияния ствола скважины, осложненный фазовыми перераспределениями, - 35 ч, время выхода на радиальное течение составляет порядка 38 ч. Анализ рис. 6 показывает, что фактическое начало выхода на радиальный режим течения Тнач.рад диагностируется спустя 38 ч, при этом Тнач.рад, полученное в результате моделирования дизайна исследования, составило 35 ч. Вышеприведенные данные подтверждают высокую эффективность применения методики разработки комплексного подхода к моделированию процесса проведения исследований, основанного на создании дизайна. Экономический эффект В период планирования ГДИ на этапе опытно-промышленной эксплуатации скважин фактором для экономической оценки является время проведения исследований. Чем меньше период проведения ГДИ и, как следствие, период остановки скважины, тем проект выгоднее. С целью оценки экономической эффективности представленного подхода был проведен сравнительный анализ, при этом использовались рекомендации, указанные в РД 153-39.0-109-01, в соответствии с геологическими условиями, а также данные, полученные в результате моделирования дизайна исследования. Исходя из рекомендаций, указанных в РД, необходимое время эксплуатации скважины на одном режиме для коллектора с проницаемостью 0,05-0,01 мкм2 составляет 96 ч, а время снятия КВД - 144 часа [28-32]. Рис. 1. Дизайн исследования скважины: а - T-23; б - T-361; в - T-388 Рис. 2. Дизайн диагностического графика КВД скважины Т-23 в билогарифмических координатах Рис. 3. Дизайн диагностического графика КВД скважин Т-23, Т-361, Т-388 в билогарифмических координатах: Тнач.рад - начало выхода на радиальный режим течения Рис. 4. Фактический диагностический график КВД скважины Т-23 в билогарифмических координатах Исходные данные для расчета представлены в табл. 7. Таблица 7 Исходные данные для экономического анализа Параметр Характеристика Технические характеристики Скважина Т-23 Т-361 Т-388 Дебит Qнефти, т/сут 150,3 254,0 111,8 Время снятия кривой восстановления забойного давления, сут: - стандартная методика РД 153-39.0-109-01 Т1 6 6 6 - методика тест-дизайна Т2 4,2 1,7 1,5 Экономические макропараметры Цена нефти Sбарр (среднее за год, по данным на февраль 2018 г.), долл/баррель 68,95 Коэффициент барреляжа Kбарр (по данным аналитического агентства АРГУС), баррель/т 7,43 Как упоминалось выше, при рассмотрении стандартного подхода минимальное время снятия кривой восстановления забойного давления Т1 = 144 часа (6 суток) принято для скважин с высокими устойчивыми дебитами и коллекторов с проницаемостью ниже 0,05-0,01 мкм2. Цена нефти Sт, долл/т [33-34]: Sт = Sбарр · Kбарр = = 68,95 · 7,43 = 512,30. С учетом курса доллара (по данным на февраль 2018 года) Sдолл = 57,66 руб/долл., стоимость нефти S, тыс. руб/т: S = Sт · Sдолл = = 512,30 · 57,66 = 29,54. Масса нефти, полученной в процессе проведения ГДИ в зависимости от применяемой методики прогнозирования ГДИ, т: Мн = Qнефти · Т. Экономический эффект Э при применении методики создания дизайна по сравнению со стандартным подходом рассчитывался по формуле [34-38] Э = (Мн1 - Мн2)S, В табл. 8 представлены результаты экономических расчетов. Таблица 8 Результаты экономического сравнения методик Сква-жина Дебит, т/сут Длитель-ность, сут Потери нефти, т Стоимость нефти, тыс. руб/т Эконом. эффект, тыс. руб. РД тест-дизайн РД тест-дизайн Q Т1 Т2 Мн1 Мн2 S Э Т-23 150,3 6 4,2 901,8 631,3 29,54 7 991,8 Т-361 254,0 6 1,7 1 524,0 431,8 32 263,6 Т-388 111,8 6 1,5 670,8 167,7 14 861,6 Из вышеприведенных данных следует, что экономический эффект от применения представленной методики прогнозирования ГДИ, основанного на создании дизайна, в сравнении со стандартным подходом по РД 153-39.0-109-01 для рассматриваемых скважин месторождения А составит: Э1 = 7991,8 тыс. руб.; Э2 = 32 263,6 тыс. руб.; Э3 = 14 861,6 тыс. руб. Можно заключить, что методика создания дизайна исследования позволяет сократить срок проведения ГДИ на стадии планирования. Таким образом, период остановки скважины уменьшится, что позволит сократить потери на этапе опытно-промышленной эксплуатации скважин и получить дополнительную выгоду от реализации продукта (рис. 5). Рис. 5. Результаты экономического сравнения методик. Экономический эффект применения методики «Тест-дизайн» Выводы В результате выполненного дизайна был произведен тщательный анализ исходных данных и выполнено численное моделирование поведения забойного давления в скважинах Т-23, Т-361, Т-388. По результатам моделирования рекомендованная продолжительность исследования составила: - Т-23 - 100 ч; - Т-361 - 40 ч; - Т-388 - 35 ч. Потери нефти для исследуемых скважин при остановке будут составлять: - Т-23 - 631,3 т; - Т-361 - 431,8 т; - Т-388 - 167,7 т. Данные скважины Т-23 также были сопоставлены с реальными данными исследования. В ходе анализа было установлено, что выбранный дизайн исследования и проведенные расчеты полностью подтверждаются. В статье подтверждена экономическая целесообразность моделирования ГДИ, основанного на создании дизайна исследования. Уточнение времени проведения исследований по сравнению со стандартным подходом РД 153-39.0-109-01 позволяет сократить период остановки скважины и увеличить время добычи нефти на этапе опытно-промышленной эксплуатации. Усредненное значение экономического эффекта на основе данных по трем разведочным скважинам месторождения A составило 20 292,7 тыс. руб. В условиях сформированной системы разработки месторождений для повышения качества ГДИ требуются обязательная точная постановка целей гидродинамического исследования в адресной скважине с определением возможностей того или иного метода ГДИ, а также обязательное соблюдение технологии исследования, изложенной в дизайне. Это позволит значительно повысить качество ГДИ, оптимизировать затраты на исследования и потери нефти, компенсируя их высокой точностью полученной информации. Предложенные в статье решения позволяют оценить целесообразность и экономическую эффективность планируемых работ. Очевидно, что для проведения качественных исследований необходимо планировать ГДИС на этапе, предшествующем замерам. Иными словами, перед любым ГДИ следует выполнить его дизайн либо в специализированном программном продукте, либо по эмпирическим формулам [39-42]. Важно отметить, что как бы идеально ни было спланировано исследование, необходимо обеспечить технические (подготовка скважины, выбор работоспособного исследовательского оборудования) и технологические (соблюдение длительности исследования) условия проведения работ в адресной скважине каждой из ответственных сторон (нефтяной компанией и сервисным предприятием). Кроме того, необходимо установить, что именно может помешать получению отчетливо диагностируемого участка радиального течения. С одной стороны, радиальное течение может «маскироваться» влиянием эффекта ствола скважины либо линейным течением в случае скважины с трещиной. С другой стороны, радиальный режим притока может быть искажен проявлением следующих граничных условий: 1) интерференции с окружающими скважинами; 2) геологического разлома (наличие непроницаемой границы); 3) газовой шапки (границы постоянного давления).

Об авторах